Mastodawn

Elektrizitätswerke Schönau Feb 4

Stoppt die Politik den Solar-Boom? Die geplante Direktvermarktungspflicht könnte das Aus für viele private Solaranlagen bedeuten. Das belegt die von uns beim Fraunhofer ISE beauftragte Studie: Der Systemwechsel kommt zu früh, ist zu teuer und technisch derzeit nicht umsetzbar.

👉 https://www.ews-schoenau.de/blog/artikel/solar-ausbau-in-gefahr

Solar-Ausbau in Gefahr

Die vom Bundeswirtschaftsministerium geplante Pflicht zur Direktvermarktung macht laut EWS-Studie kleine Solaranlagen unwirtschaftlich und gefährdet damit die dezentrale Energiewende.

Newsblog der EWS - atomstromlos. klimafreundlich. bürgereigen.

Erwin Lottermann Feb 4

Erklärt doch mal, warum ihr als Energiegenossenschaft Lobbyarbeit für vglw. teure kleine PV statt für günstige Freiflächen-PV macht. Seid ihr ein Lobbyverband?
Für die kleine PV braucht man keine Genossenschaft. Die braucht man, um Sachen zu machen, die der Einzelne nicht machen kann.
Das Gejammer zur DV wäre dann auch hinfällig.

https://www.ews-schoenau.de/ews/waerme-und-stromerzeugung/photovoltaik/solarflaechen-gesucht/

Solarflächen gesucht

Machen Sie mit – denn Ihre Ortskenntnis und Ihre Unterstützung bei unserer Suche nach ausreichend großen Flächen für die solare Energieerzeugung können viel dazu beitragen, den nachhaltigen Ausbau der bürgereigenen Photovoltaik zu beschleunigen.

EWS Schönau

Erwin Lottermann Feb 4

Dass im letzten Jahr alle Ausschreibungen der BNetzA für Freiflächen-PV für unter 5 ct weggegangen sind und viele Anlagen gleich gar keine Förderung mehr brauchen, war der Studie scheinbar keine Erwähnung wert.

https://group.vattenfall.com/de/newsroom/pressemitteilungen/2025/vattenfall-nimmt-deutschlands-grobten-agri-pv-park-in-betrieb

Vattenfall nimmt Deutschlands größten Agri-PV Park in Betrieb

Vattenfall nimmt den Agri-PV Park „Tützpatz“ in Betrieb, der mit einer Nennleistung von von 76 Megawatt Stromerzeugung mit Ackerbau und Tierhaltung kombiniert.

Vattenfall

@elottermann @ews Weil Energiewende eben NICHT bedeutet, einfach nur die Erzeugung von fossil auf erneuerbar umzustellen. Sondern eben auch die Erzeugung lokal vor Ort - denzentral zu machen. Schließlich wird Strom aus Privat-PV überwiegend direkt oder im nahen Umfeld verwendet. Netztentgelt ist einer der Preistreiber beim Strompreis. Erzeugung und Verbrauch vor Ort ist also gesamt betrachtet im Vgl. zu zentral durchaus positiv. Eine reine Betrachtung der Gestehungskosten greift da zu kurz.

Erwin Lottermann Feb 4

@onterof
Hm, so langsam könnte aber mal ankommen, dass die Erzählg. vom reduz. Netzaufwand durch kleine PV auf der untersten Netzebene falsch war und Gerichte entschieden haben, dass die BNetzA die Netzkostenumlage ändern muss, damit die Netzkosten nicht auf die Letztverbraucher ohne PV abgewälzt werden.
https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/1_GZ/GBK-GZ/2025/GBK-25-01-1x3_AgNes/GBK-25-01-1x3_Kons_Stn_AgNes.html?nn=1059162
Freiflächen-PV auf der Mittel- oder Hochspannungsebene ist auch dez., verursacht aber weniger Netzkosten und rechnet sich nicht über vermiedene Netzkosten schön.
@ews

Bundesnetzagentur - Festlegungsverfahren AgNes - Festlegung AgNes

Festlegung AgNes

@elottermann @ews nein, das ist weiterhin korrekt, FFV PV in MW Bereich brauchen (genauso wie WKA, die bisher ja leider fast nur im Norden gebaut wurden) zwingend Investitionen in's Netz, wenn nicht ausreichend Großabhnehmer vor Ort sind. Bisher zahlen alle Verbraucher unsinnig Geld, wenn im Norden zu viel Wind oder im Süden zu viel PV Energie erzeugt wird. Bei Agnes geht es um etwas ganz anderes, nämlich um eine faire Beteiligung am Netzausbau für PV-Betreiber.

@elottermann @ews Ab Juni wird in DE auch endlich(!) eine Richtlinie umgesetzt, sodass im selben Verteilnetz private PV Betreiber Strom an andere verkaufen können. Das spart sowohl dem Staat einen Teil der EEG-Vergütung und lässt auch Haushalte ohne Möglichkeit zu PV vom privaten Ausbau profitieren.

Erwin Lottermann Feb 4

In meiner Kleinstadt reicht die Mittelspannungsanbindung seit Jahren nicht mehr aus, um die sommerliche PV-Spitzenlast aus dem Netz zu bringen und es müssen PV-Anlagen abgeschaltet werden.
Dem dauerinsolventen kommunalen Netzbetreiber fehlen ca. 40 Mio. Euro für die Errichtung einer Hochspannungsanbindung. Der PV-Nachbarschaftsverkauf ist Showprogramm, das keine Netzkosten sparen kann, weil es nichts an den physikalischen Stromflüssen ändert.

@elottermann @ews Natürlich ändert es etwas an den Stromflüssen. Wenn die Leute wissen, dass sie PV-Strom vom Nachbarn für 20ct/kWh bekommen, statt für >30ct/kWh vom Stromanbieter werden die Leute ihren Verbrauch logischerweise wenn möglich verschieben. Z.B. kann man dann mit E-Auto auch günstig laden, ohne PV. Wenn da - wie z.B. in Österreich viele Leute mitmachen hat das einen Effekt. Genauso wie dynamische Netzentgelte oder variable Strompreise, alles Anreize Verbrauch zu verlagern.

Erwin Lottermann Feb 4

Da verschiebt keiner was, weil er meistens zur Mittagszeit nicht zu Hause ist. Bei variablen Tarifen gibt es auch Börsenstrom Mittags kostenlos und der kommt physisch auch von der Anlage des Nachbarn.
Abnehmer für PV könnten Elektrolyseure werden, aber die werden gerade auf Eis gelegt und sind dann auch nicht im lokalen Netz.

@elottermann @ews die Einspeise-Problematik ist ja vor allem an den Tagen (Wochenende, Feiertage) ein Problem, an den die Leute gerade daheim sind. Weil dann Industrie/Büros etc wenig verbrauchen, da könnte durchaus ein nennswerter Teil der Bevölkerung war von haben. Und Batterien sind genau die Lösung für Einspeise-Spitzen, die kann man prima automatisch so laden, dass eben nicht mittags/nachmittags alles eingespeist wird. Genau deshalb wird bei Agnes auch ein Leistungspreis (Maximum)

Erwin Lottermann Feb 4

Die negativen Preise an Wochenenden sind m.E. nicht Ausdruck von technischen Einspeiseproblemen sondern von Marktproblemen, weil der große Anteil von Anlagen mit fester Einspeisevergütung nicht am Strommarkt teilnimmt.

@elottermann @ews Aktuell gibt es faktisch keine Möglichkeit für Kleinanlagen am Strommarkt teilzunehmen - Stichwort Smart-Meter. Zumal die Frage ist, warum sollte jede Kleinstanlage an der Börse teilnehmen sollen? unsinniger Aufwand. Ein Modell wie im Artikel vorgeschlagen, bei dem der Netzbetreiber gebündelt vermarktet und dann z.B. eine gewichtete Vergütung zahlt hat quasi den selben Nutzen, nur wesentlich einfacher.

Erwin Lottermann Feb 4

Den Vorschlag verstehe ich nicht, weil ich nicht weiß, wie Vermarktung ohne viertelstündliche Istwerte von den Anlagen gehen soll.

Dafür braucht man Smartmeter und wenn die da wären, wäre auch DV kein Problem.

@elottermann @ews Die Ist-Werte bräuchte man schon, aber die Vermarktung würde dann automatisch vom Netzbetreiber übernommen und der zahlt als Vergütung dann automatisch den entsprechenden Wert für die entsprechenden Mengen aus. Warum braucht man dafür extra Dienstleister, mit denen man extra Verträge schließen muss und die gar nicht genug Anlagen bündeln können in einem Gebiet, dass sich das überhaupt lohnt für Kleinanlagen. Der Netzbetreiber hätte diese Möglichkeit.

Erwin Lottermann Feb 4

Stromhändler brauchen keine Rücksicht auf Netze zu nehmen. Du kannst ja auch beliebig irgendwo deinen Strom kaufen. Also kann auch jeder, der online Zugang zu den Anlagen bekommt sie beliebig bündeln und als virt. Kraftwerk vermarkten. So machen das m.W. auch die DV-Anbieter für kleine Anlagen. Es war Absicht, dass die Aufgaben von Stromhändlern und Netzbetreibern getrennt wurden. M.E. macht es den meisten Sinn die kleine PV mit dem Verbrauch des Anschlusses zusammenzufassen.

@elottermann @ews genau. Leider möchte das Wirtschaftsministerium den Direktvermarkten neuderdings auch wieder Steine in den Weg legen, z.B. soll der Messtelellenbetrieb wieder weitgehend monopolisiert werden (keine Smart-Meter von wettbewerblichen Anbietern mehr!). Das wird den nötigen Einbau wieder verlangsamen. Ja, theoretisch kann jeder ein virtuelles Kraftwerk anbieten. Allerdings braucht man dafür eine große Zahl kleiner Anlagen, diese kritische Masse ist bisher nicht absehbar,

@elottermann denn das hat für Bestandsanlagen keinerlei Vorteil. Hier bräuchte es ein Instrument, um das zu Bewirken, OHNE dass der Ausbau einbricht und mit "Entschädigung" im Vgl. zur zum Investition-Zeitpunkt zugesagten Vergütung. Ein massentaugliches System ist sicher nicht über nacht gefunden, aber man kann das auch nicht mit Biegen und brechen erzwingen zum Stichtag X.

Erwin Lottermann Feb 4

Wegfall der festen Vergütung soll doch nur neue Anlagen betreffen.

Ich denke nicht, dass das den Ausbau bremst. Die Leute sollen das Geld lieber in ein eAuto oder eine WP statt in eine kleine PV stecken. Damit ist der Energiewende mehr gedient.

@elottermann Ohne, dass ein signifikanter Teil Bestandsanlagen freiwillig in ein neues System wechselt, ist der kurz/mittelfristige Effekt vernachlässigbar, wenn die weiter 20 Jahren 7ct bekommen statt einen Anreiz ihren Akku, E-Autos MITTAGS zu laden. Der Staat würde wesentlich mehr sparen für den Umstieg etwas zu zahlen, als weiter den Strom im Sommer zu verramschen.

Erwin Lottermann Feb 4

Wenn jedes Jahr 20 GW große Anlagen zugebaut werden, dann klärt sich das schnell auf. Niemand wird die alten Kleinanlagen anfassen, um ihn in die DV zu integrieren. Die wenigsten Betreiber wollen sich damit beschäftigen.

@elottermann Verstehe ich nicht? Schon heute ist an vielen Tagen ein massiver Überschuss wodurch der Preis in's negative geht. Wenn wir weiter zubauen wie soll sich das plötzlich lösen. Wenn allein 2023 14.6 GW privat-PV gebaut wurden?

Erwin Lottermann Feb 4

Die großen Anlagen sind alle in der DV und gehen bei neg. Preisen aus dem Rennen oder laden dann ihre Großspeicher. Außerdem werden auch separate Großspeicher gebaut oder Leute laden Autos mit variablen Tarifen. Wenn also keine Anlagen mehr dazukommen, die nicht auf Preise reagieren, dann werden die neg. Preise tendentiell kleiner werden.

@elottermann Die Kannibalisierung wird sich meiner Einschätzung nach eher auch noch auf Groß-Anlagen ausweiten, bei 80GW Maximal-Last (von mir aus nochmal 20GW on top für neue Verbraucher) ist das selbe Problem in wenigen Jahren wieder da. Keine Groß-Anlage will dauernd abregeln. Speicher kann man zwar bauen, aber im Sommerhalbjahr bekommt denn dann auch nicht mehr leer, wenn ab 5 Uhr schon wieder die Sonne scheint. Ganz Europa baut Wind + PV. Manche Länder wesentlich mehr als DE.

Erwin Lottermann Feb 4

Großanlagen werden nur die neg. oder 0 ct-Stunden in den Speicher packen und das werden sie dann Abends und in der Nacht auch wieder los.

Man kann nur hoffen, dass die dadurch sinkenden Preise neue Verbraucher anlocken.

Allein mit PV und Wind sind nicht viele Länder über 60 % EE im Strommix.

Mit viel Wasserkraft ist es keine Kunst da drüber zu kommen.

Erwin Lottermann Feb 4

Die Biogasbranche sieht auch nicht wirklich ein, dass sie bei viel Sonne aus dem Rennen geht.

Erwin Lottermann Feb 5

Aber ja, die 0 ct- und billige Stunden werden zunehmen. Das wünschen sich aber auch alle. Da können die kleinen Anlagen zuerst nicht mehr mithalten.
Es wäre wohl auch niemand begeistert, wenn die EEG-Umlage zurückkäme.

@elottermann Das System, die EEG Vergütung aus dem Steuertopf auszugleichen, hat allerdings auch wesentliche Nachteile. Dadurch ist es eine Subvention bei der die EU immer Mitspracherecht hat. Vorher war das rein deutsches Recht und schon kompliziert genug Dinge zu ändern etc.

Erwin Lottermann Feb 5

Deswegen kann ich die Bestrebungen nachvollziehen, garantierte Vergütungen abzuschaffen.

Freiflächen-PV ist jetzt schon an dem Punkt, dass sie vielfach gar nicht mehr an den EEG-Ausschreibungen der BNetzA teilnimmt, weil sie sich auch ohne Förderung finanzieren kann. (PPA)

Erwin Lottermann Feb 4

23 war ja auch ein Ausnahmejahr mit 50 % kleinen Anlagen am Gesamtausbau. Letztes Jahr waren es nur noch 30%.